de.wedoany.com-Bericht: Saipem hat die Normand Navigator von Solstad Maritime gechartert, um die Arbeiten am GranMorgu-Projekt vor der Küste Surinames aufzunehmen. Das Schiff traf Ende Juni am Handelshafen Jules Sedney in Paramaribo ein und wird dort mit den Vorbereitungsarbeiten beginnen.
Das GranMorgu-Projekt befindet sich im Block 58, 150 Kilometer vor der Küste Surinames, und wird das erste große Offshore-Ölentwicklungsprojekt des Landes sein. Der Vertrag wurde 2024 an Saipem vergeben und umfasst die technische Planung, Beschaffung, Lieferung, den Bau, die Installation, die Vorinbetriebnahme, die Inbetriebnahme und die Unterstützung bei der Inbetriebnahme des Unterwasser-Steigleitungs-, Steigrohr- und Ausleitungsleitungspakets (SURF) in Wassertiefen zwischen 100 und 1100 Metern.
Saipem hat außerdem einen wichtigen Logistikknotenpunkt am Handelshafen Jules Sedney auf einer Fläche von 30.000 bis 40.000 Quadratmetern erhalten. Alle Rohre, Ausrüstungen und Standardcontainer werden nach ihrer Ankunft hier empfangen, bearbeitet und gelagert, bevor sie auf Versorgungsschiffe zu den Offshore-Ölfeldern verladen werden. Das Unternehmen nutzt zudem die DORDT-Offshore-Unterstützungsbasis in Paramaribo für den Empfang, die Lagerung und die Verwaltung schwerer Unterwasserstrukturkomponenten und Verteiler.
TotalEnergies ist der Betreiber des GranMorgu-Projekts und hält einen Anteil von 40 %, während die Partner APA Corp. und Staatsolie jeweils 40 % bzw. 20 % halten.
Repsol hat eine Absichtserklärung (MoU) mit Petróleos de Venezuela (PDVSA) unterzeichnet, um die potenzielle Erschließung des Horcón-Gebiets im Südosten des Maracaibo-Sees zu prüfen. Das Horcón-Gebiet liegt zwischen den Feldern Barúa und Motatán, die bereits zum Portfolio von Repsol in Venezuela gehören. Dieses Portfolio umfasst auch die Ölfelder Petroquiriquire und Petrocarabobo sowie die Gasanlagen Cardón IV. Bei der Unterzeichnung wurden die Betriebsfortschritte von Repsol in Venezuela sowie die Investitionspläne für die weitere Exploration und Expansion erörtert. Repsol ist seit 1993 ununterbrochen im Land tätig.
Die surinamische Präsidentin Jennifer Simons gab bekannt, dass Petronas im Block 52 vor der Küste Surinames erneut auf Erdgas gestoßen ist. Der Block liegt etwa 170 Kilometer nördlich von Paramaribo und umfasst eine Fläche von 4.749 Quadratkilometern. Petronas' Chief Operating Officer Mohd Jukris Abdul Wahab erklärte auf einer Energiekonferenz, dass das Unternehmen im Land acht erfolgreiche Explorationsentdeckungen erzielt und mehr als eine Milliarde Barrel Öläquivalent erschlossen habe. Gleichzeitig treibe man kohlenstoffarme Lösungen voran, sorge für einen sicheren Betrieb und investiere in Personal, Technologie und Fähigkeiten, um langfristigen Wert für das Land zu schaffen.
Occidental Petroleum hat von ExxonMobil einen Anteil von 10 % am Tiefsee-Explorationsblock UD(1) vor Trinidad und Tobago erworben. Vor der Transaktion war der Block vollständig im Besitz von ExxonMobil; finanzielle Details wurden nicht bekannt gegeben. ExxonMobil hatte den Block im August letzten Jahres erhalten. UD(1) liegt in Wassertiefen zwischen 2.000 und 3.000 Metern, in der Nähe des Stabroek-Blocks vor Guyana, wo seit 2015 mehr als 30 Entdeckungen gemacht wurden. In dem Block werden seismische Untersuchungen durchgeführt; ein Executive Vice President von ExxonMobil erklärte, dass die Datenerfassung voraussichtlich Ende Juli abgeschlossen sein wird und die Interpretation möglicherweise bis Ende 2026 beendet sein könnte.
Shell hat „ermutigende Explorationsergebnisse" in der Bohrung Merlin-1X vor der Küste Namibias gemeldet. Das Unternehmen gab zusammen mit seinen Partnern QatarEnergy und NAMCOR bekannt, dass man erfolgreich auf die Coniac-Schicht gestoßen sei, die in der Erdölexplorationslizenz (PEL) 0039 bisher die günstigsten untertägigen Ergebnisse geliefert habe. Die Bohrung Merlin-1x ist die zehnte Bohrung in PEL 0039. Shell erklärte, dass man eine weitere Bohrung innerhalb dieser Lizenz im späteren Verlauf des Jahres 2026 in Betracht ziehe.
Murphy Oil Corp. gab die Entdeckung von Öl in der Explorationsbohrung Bubale-1X im Block CI-709, etwa 40 Meilen vor der Küste der Elfenbeinküste, bekannt. Die Bohrung erreichte eine Endteufe von 20.548 Fuß bei einer Wassertiefe von 7.795 Fuß und traf in zwei Lagerstätten auf eine Netto-Ölmächtigkeit von 100 Fuß. Eric Hambly, CEO und Präsident von Murphy Oil, erklärte, dass die frühen Ergebnisse von Bubale das Explorationspotenzial des Unternehmens im Block vor der Elfenbeinküste untermauern. Bubale-1X ist die dritte und letzte Bohrung der Explorationskampagne des Landes. Das Unternehmen werde die Exploration fortsetzen und plane, in diesem Jahr eine Bohrung niederzubringen, um das Ausmaß des Fundes zu testen. Murphy Oil ist der Betreiber und hält einen Anteil von 90 %, während der Partner Société Nationale d'Opérations Pétrolières de la Côte d'Ivoire die restlichen 10 % hält.
BP hat im Kaspischen Meer vor der Küste Aserbaidschans im Feld Aserbaidschan-Tschirag-Gunashli (ACG) die Produktion von Nicht-Begleitgas (NAG) aufgenommen. Diese Ankündigung markiert die erste kommerzielle Gasförderung aus dem Feld. Die NAG-Bohrung wurde von der bestehenden West-Chirag-Plattform aus niedergebracht, ermöglichte eine frühzeitige Produktion und lieferte wichtige Daten zur Lagerstätte und zum Fließverhalten. Nach Angaben von BP belaufen sich die förderbaren NAG-Ressourcen in ACG auf schätzungsweise 4 Billionen Kubikfuß, mit einem potenziellen Maximum von bis zu 6 Billionen Kubikfuß. Die Bohrung zielt auf zwei vorrangige NAG-Lagerstätten ab: den flacheren Qirmaki Upper Sand und den tieferen Qirmaki Lower Sand, die beide unterhalb der derzeitigen Ölproduktionslagerstätten liegen. Das geförderte Gas und Kondensat werden über die bestehende ACG-Infrastruktur zum Sangachal-Terminal transportiert. Gio Cristofoli, Regionalpräsident von BP für Aserbaidschan, Georgien und die Türkei, erklärte, dass ACG fast 30 Jahre nach Beginn der Ölförderung ein neues Kapitel aufschlage und weiterhin das Potenzial habe, Werte für das Land und seine Investoren zu schaffen.
Die ungarische MOL Group hat mit ihren Joint-Venture-Partnern Repsol und Türkiye Petrolleri A.O. (TPAO) einen Produktionsteilungsvertrag für ein Explorationsgebiet im östlichen Mittelmeer unterzeichnet. MOL Group hatte sich Anfang dieses Jahres gemeinsam mit ihren Partnern die Explorationslizenz für den Offshore-Block O7 gesichert, der etwa 140 Kilometer nordwestlich von Bengasi liegt, eine Fläche von über 10.300 Quadratkilometern und Wassertiefen von über 1.500 Metern aufweist. Der Explorationsvertrag umfasst die Erfassung von 1.500 Kilometern 2D- und 2.300 Quadratkilometern 3D-seismischer Daten sowie die Niederbringung einer Explorationsbohrung. Repsol ist der Betreiber und hält einen Anteil von 40 %, während TPAO und MOL Group jeweils 40 % bzw. 20 % halten.
